WO2018050596A1 - Method and device for determining loads on a wind turbine tower - Google Patents

Method and device for determining loads on a wind turbine tower Download PDF

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Thomas Schauß
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Abstract

The invention relates to a method (100) for determining loads on a wind turbine tower. In a first step (110) of the method (100), bending moments in at least one rotor blade of the wind turbine are determined in order to provide a first variable, which identifies a first force acting on a nacelle of the wind turbine tower. In addition, in a second step (120) of the method (100), a nacelle deflection is determined order to provide a second variable which identifies a second force acting on the nacelle of the wind turbine tower. Furthermore, a third step (130) of the method (100) comprises entering the first variable and the second variable into a calculation model, which displays the behavior of the tower. A fourth step (140) of the method (100) comprises a determination of loads on the tower of the wind turbine by means of the calculation model.

Description

VERFAHREN UND VORRICHTUNG ZUR ERMITTLUNG VON BELASTUNGEN AUF EINEN TURM EINER WINDENERGIEANLAGE  METHOD AND DEVICE FOR DETERMINING LOADING ON A TOWER OF A WIND POWER PLANT
TECHNISCHES GEBIET TECHNICAL AREA
[0001] Die vorliegende Erfindung betrifft im Allgemein eine Überwachung des Betriebs von Windenergieanlagen, insbesondere die Überwachung des Zustands eines Turms einer Windenergieanlage. Die Erfindung betrifft insbesondere eine Anordnung mit faseroptischen Sensoren zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage. The present invention relates generally to a monitoring of the operation of wind turbines, in particular the monitoring of the state of a tower of a wind turbine. In particular, the invention relates to an arrangement with fiber optic sensors for determining loads on a tower of a wind energy plant.
STAND DER TECHNIK [0002] Zur Überwachung von Windenergieanlagen gewinnen Systeme, die denSTATE OF THE ART Systems for monitoring wind turbines win the systems
Zustand beurteilen an Bedeutung. Der Zustand eines Turms einer Windenergieanlage, also zum Beispiel Verschleiß, Materialermüdung und andere Veränderungen, die durch Alterung oder Nutzung auftreten können, ist Gegenstand der Zustandsüberwachung von Windenergieanlagen. Durch die Kenntnis des Zustands können Wartungsarbeiten geplant, der gegenwärtige Wert der Anlage geschätzt und Sicherheitsauflagen des Gesetzgebers und Kunden erfüllt werden. State is important. The condition of a tower of a wind turbine, such as wear, material fatigue, and other changes that may occur due to aging or use, is the subject of condition monitoring of wind turbines. Knowing the condition enables maintenance to be planned, the current value of the equipment to be estimated and safety requirements of the legislator and customer to be met.
[0003] In existierenden Anlagen wird der Turm einer Windenergieanlage hinsichtlich der zu erwartenden Belastungen, z.B. Belastungen durch Gravitationslastzyklen die durch die Anzahl der Rotorrotationen oder Belastungen durch Windböen, die über die Lebensdauer der Windenergieanlag zu erwarten sind, ausgelegt. Nach Installation der Windenergieanlage wird der Zustand des Turms der Windenergieanlage beispielsweise mittels regelmäßiger Inspektion überprüft. Diese Zustandsüberwachung des Turms ist jedoch mit einer gewissen Unsicherheit behaftet, da bei kurzfristigen starken Belastungen, z.B. starken Windböen bei Gewitter, kritische Materialbelastungen auftreten können die ggf. kurz darauf zu einem Materialversagen führen können. [0004] Daher besteht das Bedürfnis eine verbesserte Überwachung des Zustands eines Turms einer Windenergieanlage bereitzustellen. In existing systems, the tower of a wind turbine with regard to the expected loads, eg loads by gravity load cycles by the number of rotor rotations or loads due to wind gusts, which are to be expected over the life of the wind turbine designed. After installation of the wind turbine, the condition of the tower of the wind turbine is checked, for example, by means of regular inspection. However, this condition monitoring of the tower is associated with a certain uncertainty, since at short-term heavy loads, such as strong gusts of wind during thunderstorms, critical material loads can occur which may possibly lead to material failure shortly thereafter. Therefore, there is a need to provide improved monitoring of the condition of a tower of a wind turbine.
ZUSAMMENFASSUNG DER OFFENBARUNG SUMMARY OF THE REVELATION
[0005] Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung stellen ein Verfahren zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage gemäß Anspruch 1 bereit. Ferner stellen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung eine Vorrichtung angepasst zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage gemäß Anspruch 10 bereit. Embodiments of the present disclosure provide a method for determining loads on a tower of a wind turbine according to claim 1. Further, embodiments of the present disclosure provide an apparatus adapted for detecting loads on a tower of a wind turbine according to claim 10.
[0006] Gemäß einer Ausführungsform wird ein Verfahren zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage zur Verfügung gestellt. Das Verfahren umfasst: Bestimmen von Biegemomenten in mindestens einem Rotorblatt der Windenergieanlage zum Bereitstellen einer ersten Größe, welche eine erste Kraft angibt, die auf eine Gondel des Turms der Windenergieanlage wirkt; Bestimmen einer Gondelauslenkung zum Bereitstellen einer zweiten Größe, welche eine zweite Kraft angibt, die auf die Gondel des Turms der Windenergieanlage wirkt; Zuführen der ersten Größe und der zweiten Größe in ein Berechnungsmodell, welches das Turmverhalten abbildet; und Ermitteln von Belastungen auf den Turm der Windenergieanlage anhand des Berechnungsmodells. According to one embodiment, a method for determining loads on a tower of a wind turbine is provided. The method comprises: determining bending moments in at least one rotor blade of the wind turbine to provide a first magnitude indicative of a first force acting on a nacelle of the tower of the wind turbine; Determining a nacelle deflection to provide a second magnitude indicative of a second force acting on the nacelle of the tower of the wind turbine; Feeding the first size and the second size into a calculation model that maps the tower behavior; and determining loads on the tower of the wind turbine based on the calculation model.
[0007] Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird eine Vorrichtung angepasst zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage zur Verfügung gestellt. Die Vorrichtung umfasst: zumindest einen Dehnungssensor angeordnet und angepasst zur Messung einer Dehnung mindestens eines Rotorblatts der Windenergieanlage; zumindest eine Positionssensorvorrichtung angeordnet und angepasst zur Positionsbestimmung einer Gondel des Turms der Windenergieanlage; und eine Auswerteeinheit, die mit dem zumindest einen Dehnungssensor zum Empfang eines ersten Signals von dem zumindest einen Dehnungssensor und die mit der zumindest einen Positionssensorvorrichtung zum Empfang eines zweiten Signals von der zumindest einen Positionssensorvorrichtung verbunden ist, wobei die Aus werteeinheit angepasst ist, aus dem ersten Signal Biegemomente in dem mindestens einen Rotorblatt der Windenergieanlage zu bestimmen, um eine erste Größe bereitzustellen, wobei die Auswerteeinheit angepasst ist, aus dem zweiten Signal eine Gondelauslenkung zu bestimmen, um eine zweite Größe bereitzustellen, und wobei die Auswerteeinheit angepasst ist, aus der ersten Größe und der zweiten Größe anhand eines Berechnungsmodells, welches das Turmverhalten abbildet, Belastungen auf den Turm der Windenergieanlage zu ermitteln. According to another embodiment, a device adapted to determine loads on a tower of a wind turbine is provided. The apparatus comprises: at least one strain sensor arranged and adapted for measuring an elongation of at least one rotor blade of the wind turbine; at least one position sensor device arranged and adapted for determining the position of a nacelle of the tower of the wind turbine; and an evaluation unit, which is connected to the at least one strain sensor for receiving a first signal from the at least one strain sensor and which is connected to the at least one position sensor device for receiving a second signal from the at least one position sensor device, wherein the evaluation unit is adapted from the first Signal bending moments in the determine at least one rotor blade of the wind turbine to provide a first size, wherein the evaluation unit is adapted to determine from the second signal, a nacelle deflection to provide a second size, and wherein the evaluation unit is adapted from the first size and the second size Using a calculation model, which maps the tower behavior, to determine loads on the tower of the wind turbine.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
[0008] Ausführungsbeispiele sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. In den Zeichnungen zeigen: Embodiments are illustrated in the drawings and explained in more detail in the following description. In the drawings show:
Figur 1 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage gemäß hierin beschriebener Ausführungsformen; 1 shows a flow diagram of a method for determining loads on a tower of a wind turbine according to embodiments described herein;
Figur 2 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage gemäß weiterer hierin beschriebener Ausführungsformen; FIG. 2 shows a flowchart of a method for determining loads on a tower of a wind energy plant according to further embodiments described herein;
Figur 3 eine vereinfachte schematische Darstellung einer Vorrichtung gemäß hierin beschriebener Ausführungsformen zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage; FIG. 3 shows a simplified schematic illustration of a device according to embodiments described herein for determining loads on a tower of a wind power plant;
Figur 4 eine Windenergieanlage zur Erläuterung von hierin beschriebenen FIG. 4 shows a wind energy plant for explaining what is described herein
Ausführungsformen einer Vorrichtung zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage; und  Embodiments of a device for determining loads on a tower of a wind turbine; and
Figur 5 einen faseroptischen Sensor zum Bestimmen von Biegemomenten in mindestens einem Rotorblatt der Windenergieanlage hierin beschriebenen Ausführungsformen. BESCHREIBUNG DER AUSFÜHRUNGSFORMEN FIG. 5 shows a fiber-optic sensor for determining bending moments in at least one rotor blade of the wind energy installation described herein. DESCRIPTION OF THE EMBODIMENTS
[0009] Nachstehend werden Ausführungsformen dieser Offenbarung näher erläutert. Die Zeichnungen dienen der Veranschaulichung eines oder mehrerer Beispiele von Ausführungsformen. In den Zeichnungen bezeichnen gleiche Bezugszeichen die gleichen oder ähnliche Merkmale der jeweiligen Ausführungsformen. Hereinafter, embodiments of this disclosure will be explained in more detail. The drawings are illustrative of one or more examples of embodiments. In the drawings, like reference numerals designate the same or similar features of the respective embodiments.
[0010] Figur 1 zeigt ein Ablauf diagramm eines Verfahrens 100 zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage gemäß hierin beschriebener Ausführungsformen. Das Verfahren 100 umfasst in einem ersten Schritt 110 ein Bestimmen von Biegemomenten in mindestens einem Rotorblatt der Windenergieanlage zum Bereitstellen einer ersten Größe. Typischerweise gibt die erste Größe eine erste Kraft an, die auf eine Gondel des Turms der Windenergieanlage wirkt. Ferner umfasst das Verfahren 100 in einem zweiten Schritt 120 ein Bestimmen einer Gondelauslenkung zum Bereitstellen einer zweiten Größe. Typischerweise gibt die zweite Größe eine zweite Kraft an, die auf die Gondel des Turms der Windenergieanlage wirkt. Des Weiteren umfasst das Verfahren 100 in einem dritten Schritt 130 ein Zuführen der ersten Größe und ein Zuführen der zweiten Größe in ein Berechnungsmodell, welches das Turmverhalten abbildet. Ein vierter Schritt 140 des Verfahrens umfasst ein Ermitteln von Belastungen auf den Turm der Windenergieanlage anhand des Berechnungsmodells. Figure 1 shows a flow diagram of a method 100 for determining loads on a tower of a wind turbine according to embodiments described herein. The method 100 includes, in a first step 110, determining bending moments in at least one rotor blade of the wind turbine to provide a first size. Typically, the first quantity indicates a first force acting on a nacelle of the tower of the wind turbine. Further, in a second step 120, the method 100 includes determining a nacelle deflection to provide a second size. Typically, the second magnitude indicates a second force acting on the nacelle of the tower of the wind turbine. Furthermore, in a third step 130, the method 100 comprises feeding the first variable and feeding the second variable into a calculation model which maps the tower behavior. A fourth step 140 of the method includes determining loads on the tower of the wind turbine based on the calculation model.
[0011] Somit kann mittels des hierin beschriebenen Verfahrens zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage eine verbesserte Zustandsüberwachung eines Turms einer Windenergieanlage bereitgestellt werden. Thus, an improved condition monitoring of a tower of a wind turbine can be provided by means of the method described herein for determining loads on a tower of a wind turbine.
[0012] Gemäß Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, ist das Berechnungsmodell ein physikalisches Modell der Windenergieanlage, insbesondere des Turms der Windenergieanlage. Typischerweise beinhaltet ein derartiges physikalisches Berechnungsmodell Modellparameter die beispielsweise die Dimensionierung der Windenergieanlage, insbesondere des Turms der Windenergieanlage, sowie die Materialeigenschaften der Windenergieanlage, insbesondere des Turms der Windenergieanlage, berücksichtigen. Ferner kann das physikalische Berechnungsmodell dynamische Modellparameter beinhalten, welche beispielsweise Materialalterungsprozesse, Belastungsschwankungen, Witterungsbedingungen oder Ähnliches berücksichtigen. According to embodiments that may be combined with other embodiments described herein, the calculation model is a physical model of the wind turbine, in particular the tower of the wind turbine. Typically, such a physical calculation model includes model parameters that, for example, the dimensioning of the wind turbine, in particular the tower of the wind turbine, and the Consider material properties of the wind turbine, in particular the tower of the wind turbine. Furthermore, the physical calculation model may include dynamic model parameters that take into account material aging processes, load variations, weather conditions, or the like, for example.
[0013] Gemäß weiteren Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, kann in dem ersten Schritt 110 des Verfahrens 100 beim Bestimmen von den Biegemomenten in dem mindestens einen Rotorblatt eine Dehnung des mindestens einen Rotorblatts mittels mindestens einem Dehnungssensor gemessen werden, so dass Biegemomente zumindest in einer Richtung ermittelt werden können. Gemäß weiteren typischen Ausführungsformen können zumindest zwei Dehnungssensoren, insbesondere drei Dehnungssensoren oder zumindest vier Dehnungssensoren verwendet werden, um Biegemomente in einer Schnittebene des mindestens einen Rotorblatts der Windenergieanlage zu ermitteln. Bei geeigneter Anordnung von zwei Dehnungssensoren, zum Beispiel an unterschiedlichen Winkelkoordinaten der Rotorblattwurzel, können die Biegemomente in zwei Richtungen, typischerweise zwei orthogonalen Richtungen, die auf das Rotorblatt wirken auch mit zwei Dehnungssensoren gemessen werden. Hierzu sollten die zwei Dehnungssensoren typsicherweise mit um 90° gedrehten Winkelkoordinaten angebracht sein, bzw. nicht mit um 180° gedrehten Winkelkoordinaten angebracht sein. According to further embodiments, which can be combined with other embodiments described herein, in the first step 110 of the method 100 in determining the bending moments in the at least one rotor blade, an elongation of the at least one rotor blade can be measured by means of at least one strain sensor, so that bending moments can be determined at least in one direction. According to further typical embodiments, at least two strain sensors, in particular three strain sensors or at least four strain sensors can be used to determine bending moments in a sectional plane of the at least one rotor blade of the wind turbine. With a suitable arrangement of two strain sensors, for example at different angular coordinates of the rotor blade root, the bending moments in two directions, typically two orthogonal directions, which act on the rotor blade can also be measured with two strain sensors. For this purpose, the two strain sensors should be mounted with typical type with 90 ° rotated angular coordinates, or not be attached with rotated by 180 ° angle coordinates.
[0014] Dementsprechend kann gemäß Ausführungsformen des hierin beschriebenen Verfahrens beispielsweise beim Bestimmen von den Biegemomenten in dem mindestens einen Rotorblatt die Dehnung des mindestens einen Rotorblatts in zwei, insbesondere zwei zueinander orthogonalen, Richtungen gemessen werden. Accordingly, according to embodiments of the method described herein, for example, in determining the bending moments in the at least one rotor blade, the elongation of the at least one rotor blade can be measured in two, in particular two mutually orthogonal, directions.
[0015] Gemäß weiteren Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, ist der mindestens eine Dehnungssensor in dem mindestens einen Rotorblatt angeordnet. Beispielsweise kann der mindestens eine Dehnungssensor ein faseroptischer Dehnungssensor sein, wie er beispielhaft mit Bezug auf Figur 5 beschrieben ist. [0016] Gemäß weiteren Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, kann beim Bestimmen der Gondelauslenkung eine Positionsbestimmung der Gondel mittels einer Positionssensorvorrichtung durchgeführt werden. Typischerweise ist die Positionssensorvorrichtung dazu angepasst, um mindestens ein Verfahren ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: einem GPS-Positionsermittlungsverfahren, insbesondere per RTK-GPS (Real Time Kinematic-GPS); einem differentiellen GPS- Positionsermittlungsverfahren; einem kamerabasierten Positionsermittlungsverfahren; einem radarbasierten Positionsermittlungsverfahren; und einem laserbasierten Positionsermittlungsverfahren, durchzuführen. Dabei kann dieAccording to further embodiments, which may be combined with other embodiments described herein, the at least one strain sensor is disposed in the at least one rotor blade. For example, the at least one strain sensor can be a fiber-optic strain sensor, as described by way of example with reference to FIG. According to further embodiments, which may be combined with other embodiments described herein, in determining the nacelle deflection, a position determination of the nacelle may be performed by means of a position sensor device. Typically, the position sensor device is adapted to include at least one method selected from the group consisting of: a GPS position determination method, in particular, Real Time Kinematic GPS (RTK) GPS; a differential GPS position determination method; a camera-based position determination method; a radar-based position determination method; and a laser-based position determination method. It can the
Positionssensorvorrichtung ausgelegt sein um zur Positionsermittlung einen stationären Referenzpunkt zu verwenden. Demnach kann in dem zweiten Schritt 120 des Verfahrens 100 beim Bestimmen der Gondelauslenkung ein stationärer Referenzpunkt verwendet werden. [0017] In diesem Zusammenhang sei darauf hingewiesen, dass unter einem differentiellen GPS-Positionsermittlungsverfahren, ein Verfahren zu verstehen ist, bei welchem ein GPS-Referenzfunksignal oder eine separate GPS-Referenzstation in der Nähe der Windenergieanlage verwendet. Position sensor device be designed to use for determining the position of a stationary reference point. Thus, in the second step 120 of the method 100, a stationary reference point may be used in determining the gondola deflection. In this connection, it should be noted that a differential GPS position detection method is a method in which a GPS reference radio signal or a separate GPS reference station is used in the vicinity of the wind turbine.
[0018] Wie beispielhaft in dem in Figur 2 dargestellten Ablaufdiagramm dargestellt ist, kann das Verfahren 100 in einem fünften Schritt 150 ferner ein Bestimmen vonAs illustrated by way of example in the flowchart shown in FIG. 2, in a fifth step 150, the method 100 may further determine
Windparametern, insbesondere Windgeschwindigkeit und/oder Windrichtung, aus den ermittelten Belastungen auf den Turm umfassen. Dabei kann beim Bestimmen der Windparameter beispielsweise das physikalische Berechnungsmodell, welches das Turmverhalten abbildet verwendet werden. Insbesondere können anhand der ermittelten Belastungen auf den Turm der Windenergieanlage, basierend auf dem physikalischen Berechnungsmodell, Rückschlüsse auf Windparameter, wie beispielsweise Windgeschwindigkeit oder Windrichtung, gezogen werden. Wind parameters, in particular wind speed and / or wind direction, from the determined loads on the tower include. In this case, when determining the wind parameters, for example, the physical calculation model which maps the tower behavior can be used. In particular, based on the determined loads on the tower of the wind turbine, based on the physical calculation model, conclusions about wind parameters, such as wind speed or wind direction, are drawn.
[0019] Gemäß weiteren Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, können in dem vierten Schritt 140 des Verfahrens 100 beim Ermitteln von den Belastungen auf den Turm anhand des Berechnungsmodells Windenergieanlagenparameter, insbesondere Turmdicke und/oder Turmmaterial, verwendet werden, so dass eine genaue, an die Windenergieanlage angepasste, Belastungsermittlung ermöglicht wird. According to further embodiments, which may be combined with other embodiments described herein, in the fourth step 140 of the method 100 in determining the loads on the tower based on the Calculation model wind turbine parameters, in particular tower thickness and / or tower material, are used, so that an accurate, adapted to the wind turbine, load determination is made possible.
[0020] Gemäß weiteren Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, kann in dem vierten Schritt 140 des Verfahrens 100 beim Ermitteln der Belastungen auf den Turm anhand des Berechnungsmodells ein Kaiman Filter verwendet werden, um die Genauigkeit bei der Ermittlung der Belastungen auf den Turm zu erhöhen. According to further embodiments which may be combined with other embodiments described herein, in the fourth step 140 of the method 100 in determining the loads on the tower on the basis of the calculation model, a Kalman filter may be used to determine the accuracy in determining the loads to raise the tower.
[0021] In diesem Zusammenhang sei erwähnt, dass im Gegensatz zu den klassischen FIR- und IIR-Filtern der Signal- und Zeitreihenanalyse der Kalman-Filter auf einer Zustandsraummodellierung basiert, bei der explizit zwischen der Dynamik des Systemzustands und dem Prozess seiner Messung unterschieden wird. Daher ist die Verwendung eines Kaiman Filters in dem hierin beschriebenen Verfahren besonders vorteilhaft, da dessen spezielle mathematische Struktur, den Einsatz in Echtzeitsystemen ermöglicht, beispielsweise bei der Auswertung von Signalen zur Positionsverfolgung sich bewegender Objekte. Somit ermöglicht die Verwendung eines Kaiman-Filters beim Ermitteln der Belastungen auf den Turm anhand des Berechnungsmodells, insbesondere unter Berücksichtigung der Gondelauslenkung, die Genauigkeit bei der Ermittlung der Belastungen auf den Turm aufgrund der Echtzeitfähigkeit des Filters zu erhöhen. In this context, it should be noted that in contrast to the classic FIR and IIR filters of the signal and time series analysis of the Kalman filter is based on a state space modeling, is explicitly distinguished in the dynamics of the system state and the process of its measurement , Therefore, the use of a Kalman filter in the method described herein is particularly advantageous since its special mathematical structure allows it to be used in real-time systems, for example in the evaluation of signals for position tracking of moving objects. Thus, the use of a Kalman filter in determining the loads on the tower based on the calculation model, especially taking into account the nacelle deflection, allows to increase the accuracy in determining the loads on the tower due to the real-time capability of the filter.
[0022] Gemäß weiteren Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, kann das hierin beschriebene Verfahren insbesondere unter Verwendung einer hierin beschriebenen Vorrichtung zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage durchgeführt werden. Figur 3 zeigt eine vereinfachte schematische Darstellung einer Vorrichtung 300 gemäß hierin beschriebener Ausführungsformen zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm 202 einer Windenergieanlage 200, wie sie beispielhaft in Figur 4 dargestellt ist. [0023] Gemäß hierin beschriebener Ausführungsformen, umfasst die Vorrichtung 300 zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm 202 einer Windenergieanlage 200 zumindest einen Dehnungssensor 310, der an mindestens einem Rotorblatt 210 der Windenergieanlage 200 derart angeordnet und angepasst ist, um eine Messung einer Dehnung des mindestens einen Rotorblatts der Windenergieanlage durchzuführen. Ferner umfasst die hierin beschriebene Vorrichtung 300 zumindest eine Positionssensorvorrichtung 320, die an der Windenergieanlage 200 derart angeordnet und angepasst ist, um eine Positionsbestimmung der Gondel 203 des Turms 202 der Windenergieanlage 200 durchzuführen. Des Weiteren umfasst die hierin beschriebene Vorrichtung 300 eine Auswerteeinheit 330, die mit dem zumindest einen Dehnungssensor 310 zum Empfang eines ersten Signals Sl von dem zumindest einen Dehnungssensor 310 und die mit der zumindest einen Positionssensorvorrichtung 320 zum Empfang eines zweiten Signals S2 von der zumindest einen Positionssensorvorrichtung 320 verbunden ist. [0022] In accordance with further embodiments that may be combined with other embodiments described herein, the method described herein may be performed using, in particular, an apparatus for determining loads on a tower of a wind turbine described herein. FIG. 3 shows a simplified schematic representation of a device 300 according to embodiments described herein for determining loads on a tower 202 of a wind energy plant 200, as illustrated by way of example in FIG. According to embodiments described herein, the device 300 for determining loads on a tower 202 of a wind turbine 200 comprises at least one strain sensor 310 disposed on at least one rotor blade 210 of the wind turbine 200 and adapted to measure an elongation of the at least to perform a rotor blade of the wind turbine. Furthermore, the device 300 described herein comprises at least one position sensor device 320, which is arranged on the wind turbine 200 and adapted to perform a position determination of the nacelle 203 of the tower 202 of the wind turbine 200. Furthermore, the device 300 described here comprises an evaluation unit 330, which includes the at least one strain sensor 310 for receiving a first signal S1 from the at least one strain sensor 310 and the at least one position sensing device 320 for receiving a second signal S2 from the at least one position sensing device 320 is connected.
[0024] Typischerweise ist die Auswerteeinheit 330 angepasst um aus dem ersten Signal S 1 Biegemomente in dem mindestens einen Rotorblatt der Windenergieanlage zu bestimmen, um eine erste Größe Gl bereitzustellen. Ferner ist die Auswerteeinheit 330 typischerweise angepasst um aus dem zweiten Signal S2 eine Gondelauslenkung zu bestimmen, um eine zweite Größe G2 bereitzustellen. Wie inTypically, the evaluation unit 330 is adapted to determine from the first signal S 1 bending moments in the at least one rotor blade of the wind turbine to provide a first size Gl. Furthermore, the evaluation unit 330 is typically adapted to determine a nacelle deflection from the second signal S2 in order to provide a second quantity G2. As in
Figur 3 schematisch dargestellt, ist die Auswerteeinheit 330 gemäß hierein beschriebener Ausführungsformen angepasst, um aus der ersten Größe Gl und der zweiten Größe G2 anhand eines Berechnungsmodells M, welches das Turmverhalten abbildet, Belastungen B auf den Turm 202 der Windenergieanlage 200 zu ermitteln. [0025] Somit kann mittels der hierin beschriebenen Ausführungsformen der3, the evaluation unit 330 is adapted according to embodiments described herein in order to determine loads B on the tower 202 of the wind energy plant 200 from the first variable G1 and the second size G2 on the basis of a calculation model M which maps the tower behavior. Thus, by means of the embodiments described herein
Vorrichtung zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage eine verbesserte Zustandsüberwachung des Turms einer Windenergieanlage bereitgestellt werden. Device for determining loads on a tower of a wind turbine improved status monitoring of the tower of a wind turbine can be provided.
[0026] Gemäß weiteren Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, kann die Positionssensorvorrichtung der hierin beschriebenen Vorrichtung dazu angepasst sein mindestens ein Verfahren ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: einem GPS-Positions- ermittlungsverfahren, insbesondere per RTK-GPS (Real Time Kinematic-GPS); einem differentiellen GPS-Positionsermittlungsverfahren; einem kamerabasierten Positionsermittlungsverfahren; einem radarbasierten Positionsermittlungsverfahren; und einem laserbasierten Positionsermittlungsverfahren, durchzuführen. Ferner kann die Positionssensorvorrichtung auch ausgelegt sein um zur Positionsermittlung einen stationären Referenzpunkt zu verwenden. According to further embodiments, which may be combined with other embodiments described herein, the position sensor device the at least one method selected from the group consisting of: a GPS position determination method, in particular by RTK-GPS (Real Time Kinematic GPS); a differential GPS position determination method; a camera-based position determination method; a radar-based position determination method; and a laser-based position determination method. Furthermore, the position sensor device can also be designed to use a stationary reference point for determining the position.
[0027] Figur 4 zeigt eine Windenergieanlage 200 mit einer hierin Vorrichtung zur Ermittlung von Belastungen gemäß hierein beschriebener Ausführungsformen. Die Windenergieanlage 200 beinhaltet einen Turm 202 und eine Gondel 203. An der Gondel 203 ist ein Rotor 204 befestigt. Der Rotor 204 beinhaltet eine Nabe 205, an der die Rotorblätter 206 befestigt sind. Gemäß typischen Ausführungsformen hat der Rotor 204 zumindest zwei Rotorblätter, insbesondere drei Rotorblätter. Beim Betrieb der Windenergieanlage rotiert der Rotor 204, d.h. die Nabe 205 mit den Rotorblättern 206 um eine Achse. Dabei wird ein Generator zur Stromerzeugung angetrieben. FIG. 4 shows a wind turbine 200 with a device for detecting loads according to embodiments described herein. The wind turbine 200 includes a tower 202 and a pod 203. To the pod 203, a rotor 204 is attached. The rotor 204 includes a hub 205 to which the rotor blades 206 are attached. According to typical embodiments, the rotor 204 has at least two rotor blades, in particular three rotor blades. During operation of the wind turbine, the rotor 204 rotates, i. the hub 205 with the rotor blades 206 about an axis. In this case, a generator is driven to generate electricity.
[0028] Gemäß Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, wird in der Windenergieanlage ein Dehnungssensor 310 eingesetzt, beispielsweise ein faseroptischer Dehnungssensor 310, wie er in Figur 5 dargestellt ist. Typischerweise wird der Dehnungssensor 310 an einem oder mehreren Rotorblättern 206, insbesondere in einem äußeren radialen Bereich, zur Verfügung gestellt werden. Wie in Figur 4 dargestellt, ist zumindest ein Dehnungssensor 310 an einem Rotorblatt zur Verfügung gestellt. Der Dehnungssensor 310 ist über eine Signalleitung 212, beispielsweise einen Lichtleiter mit der hierin beschriebenen Auswerteeinheit 330 verbunden. In diesem Zusammenhang sei angemerkt, dass es für den Einsatz von faseroptischer Dehnungssensoren in Rotorblättern von Windenergieanlage bzw. für Verfahren zur Überwachung von Windenergieanlage besonders günstig ist, wenn eine Dehnung und/oder einen Stauchung in einer Richtung senkrecht zur Längserstreckung des Lichtleiters gemessen wird. [0029] Gemäß typischen Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, wird an jedem Rotorblatt mindestens ein Dehnungssensor bereitgestellt, so dass in jedem Rotorblatt kann separat eine individuelle Dehnungs- bzw. Stauchungsverteilung gemessen und entsprechende Biegemomente bestimmt werden können. Insbesondere wird gemäß hierein beschriebener Ausführungsformen in jedem Rotorblatt mindestens ein faseroptischer Dehnungssensor zur Verfügung gestellt. According to embodiments that may be combined with other embodiments described herein, a strain sensor 310 is used in the wind turbine, such as a fiber optic strain sensor 310, as shown in FIG. Typically, the strain sensor 310 will be provided on one or more rotor blades 206, particularly in an outer radial region. As shown in Figure 4, at least one strain sensor 310 is provided on a rotor blade. The strain sensor 310 is connected via a signal line 212, for example a light guide, to the evaluation unit 330 described herein. In this context, it should be noted that it is particularly favorable for the use of fiber optic strain sensors in wind turbine rotor blades or for wind turbine monitoring methods when strain and / or compression in a direction perpendicular to the longitudinal extent of the fiber is measured. According to typical embodiments that may be combined with other embodiments described herein, at least one strain sensor is provided on each rotor blade so that an individual strain distribution can be measured separately in each rotor blade and corresponding bending moments determined. In particular, according to embodiments described herein, at least one fiber optic strain sensor is provided in each rotor blade.
[0030] Gemäß einigen der hier beschriebenen Ausführungsformen, die mit anderen Ausführungsformen kombiniert werden können, ermöglichen faseroptische Dehnungssensor, bei welchen ein Signal optisch über einen Lichtleiter übertragen wird, eine bisher in der Praxis als ungünstig angesehene radiale Montageposition entlang einer Längserstreckung des Rotorblatts, da die Übertragung mittels eines Lichtleiters bzw. einer optischen Faser ein reduziertes Risiko eines Blitzschadens mit sich bringt. Daher können faseroptische Dehnungssensoren derart zur Verfügung gestellt werden, dass sie eine Montage in einem radial äußeren Bereich einesAccording to some of the embodiments described herein which may be combined with other embodiments, fiber optic strain sensors in which a signal is transmitted optically via a light guide allow a radial mounting position hitherto considered unfavorable in practice along a longitudinal extent of the rotor blade the transmission by means of a light guide or an optical fiber brings a reduced risk of lightning damage. Therefore, fiber optic strain sensors can be provided so as to be mounted in a radially outer region of a
Rotorblatts erlauben, ohne das Risiko eines Blitzschadens zu erhöhen. Rotor blades allow to increase without the risk of lightning damage.
[0031] Figur 5 zeigt eine vereinfachte schematische Darstellung eines faseroptischen Dehnungssensors 310 zum Messen von Dehnungen und/oder Stauchungen gemäß hierein beschriebener Ausführungsformen. Der Dehnungssensors 310 beinhaltet einen Lichtleiter 112 mit einem Sensorelement 111, zum Beispiel ein Faser-Bragg-Gitter, wobei der Lichtleiter 112 in einer Einspannvorrichtung 305eingespannt ist. Die Einspannvorrichtung 305 wiederum beinhaltet eine Trägerstruktur, welche ein erstes Befestigungselement 301 zur Befestigung des Lichtleiters 112 an einer ersten Position 401 und ein von dem ersten Befestigungselement 301 beanstandetes zweites Befestigungselement 302 zurFigure 5 shows a simplified schematic representation of a fiber optic strain sensor 310 for measuring strains and / or compressions according to embodiments described herein. The strain sensor 310 includes a light guide 112 having a sensor element 111, for example a fiber Bragg grating, the light guide 112 being clamped in a jig 305. The clamping device 305 in turn includes a support structure which comprises a first fastening element 301 for fastening the light guide 112 at a first position 401 and a second fastening element 302 spaced from the first fastening element 301
Befestigung des Lichtleiters 112 an einer zweiten Position 402 aufweist, wobei die ersten und zweiten Positionen 401, 402 einen ersten Abstand in einer Längserstreckung des Lichtleiters 112 aufweisen. Ferner kann der faseroptische Dehnungssensor einen Zwischenträger 400 aufweisen, über den der Dehnungssensor an ein Messobjekt, beispielsweise ein Rotorblatt einer Windenergieanlage anbringbar ist. Das Sensorelement 111 ist typischerweise empfindlich auf eine Faserdehnung bzw. eine Faserstauchung (siehe Pfeile Δχ in Figur 5), so dass in den Lichtleiter 112 eintretende optische Strahlung mit einer veränderten Wellenlängenverlauf aus dem Sensorelement 111 reflektiert wird, woraus die Dehnung, beispielsweise mit einer entsprechenden Auswerte- und Analyseeinheit, bestimmt werden kann. Mounting the light guide 112 at a second position 402, wherein the first and second positions 401, 402 have a first distance in a longitudinal extension of the light guide 112. Furthermore, the fiber-optic strain sensor can have an intermediate carrier 400, via which the strain sensor can be attached to a measurement object, for example a rotor blade of a wind energy plant is. The sensor element 111 is typically sensitive to fiber elongation or fiber bulging (see arrows Δχ in FIG. 5), so that optical radiation entering the light guide 112 is reflected by the sensor element 111 with a changed wavelength profile, resulting in expansion, for example with a corresponding one Evaluation and analysis unit, can be determined.
[0032] Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass die hierin beschriebenen Aspekte und Ausführungsformen angemessen miteinander kombinierbar sind, und dass einzelne Aspekte dort weggelassen werden können, wo es im Rahmen des fachmännischen Handelns sinnvoll und möglich ist. Abwandlungen und Ergänzungen der hierin beschriebenen Aspekte sind dem Fachmann geläufig. It should be noted at this point that the aspects and embodiments described herein are reasonably combinable with each other, and that individual aspects may be omitted where appropriate and possible within the skill of the art. Modifications and additions to the aspects described herein will be apparent to those skilled in the art.

Claims

PATENTANSPRÜCHE
1. Verfahren zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage, umfassend: A method of determining loads on a tower of a wind turbine, comprising:
- Bestimmen von Biegemomenten in mindestens einem Rotorblatt der Windenergieanlage zum Bereitstellen einer ersten Größe, welche eine erste Kraft angibt, die auf eine Gondel des Turms der Windenergieanlage wirkt; - determining bending moments in at least one rotor blade of the wind turbine to provide a first magnitude indicative of a first force acting on a nacelle of the tower of the wind turbine;
- Bestimmen einer Gondelauslenkung zum Bereitstellen einer zweiten Größe, welche eine zweite Kraft angibt, die auf die Gondel des Turms der Windenergieanlage wirkt; Determining a nacelle deflection to provide a second quantity indicative of a second force acting on the nacelle of the tower of the wind turbine;
- Zuführen der ersten Größe und der zweiten Größe in ein Berechnungsmodell, welches das Turmverhalten abbildet; und - feeding the first size and the second size into a calculation model which maps the tower behavior; and
- Ermitteln von Belastungen auf den Turm der Windenergieanlage anhand des Berechnungsmodells. - Determining loads on the tower of the wind turbine based on the calculation model.
2. Verfahren gemäß Anspruch 1, wobei beim Bestimmen von den Biegemomenten in dem mindestens einen Rotorblatt eine Dehnung des mindestens einen Rotorblatts mittels mindestens einem Dehnungssensor gemessen wird. 2. The method of claim 1, wherein when determining the bending moments in the at least one rotor blade, an elongation of the at least one rotor blade is measured by means of at least one strain sensor.
3. Verfahren gemäß Anspruch 2, wobei beim Bestimmen von den Biegemomenten in dem mindestens einen Rotorblatt die Dehnung des mindestens einen Rotorblatts in zwei, insbesondere zueinander orthogonalen, Richtungen gemessen wird. 3. The method of claim 2, wherein in determining the bending moments in the at least one rotor blade, the elongation of the at least one rotor blade is measured in two, in particular mutually orthogonal, directions.
4. Verfahren gemäß Anspruch 2 oder 3, wobei der mindestens eine Dehnungssensor in dem mindestens einem Rotorblatt angeordnet ist, insbesondere wobei der mindestens eine Dehnungssensor ein faseroptischer Dehnungssensor ist. 4. The method according to claim 2 or 3, wherein the at least one strain sensor is arranged in the at least one rotor blade, in particular wherein the at least one strain sensor is a fiber-optic strain sensor.
5. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei beim Bestimmen der Gondelauslenkung eine Positionsbestimmung der Gondel mittels einer Positionssensorvorrichtung, die dazu angepasst ist um mindestens ein Verfahren ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: einem GPS- Positionsermittlungsverfahren, insbesondere per RTK-GPS (Real Time Kinematic-GPS); einem differentiellen GPS-Positionsermittlungsverfahren; einem kamerabasierten Positionsermittlungsverfahren; einem radarbasierten Positionsermittlungsverfahren; und einem laserbasierten Positionsermittlungsverfahren, durchzuführen. 5. The method according to any one of claims 1 to 4, wherein in determining the nacelle deflection, a position determination of the nacelle by means of a position sensor device adapted to at least one method selected from the group consisting of: a GPS position determination method, in particular by RTK-GPS (Real Time Kinematic GPS); a differential GPS position determination method; a camera-based position determination method; a radar-based position determination method; and a laser-based position determination method.
6. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei beim Bestimmen der Gondelauslenkung ein stationärer Referenzpunkt verwendet wird. 6. The method according to any one of claims 1 to 5, wherein in determining the nacelle deflection, a stationary reference point is used.
7. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, ferner umfassend Bestimmen von Windparametern, insbesondere Windgeschwindigkeit und/oder Windrichtung, aus den ermittelten Belastungen auf den Turm. 7. Method according to claim 1, further comprising determining wind parameters, in particular wind speed and / or wind direction, from the ascertained loads on the tower.
8. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei beim Ermitteln der Belastungen auf den Turm anhand des Berechnungsmodells ein Kaiman Filter verwendet wird, um die Genauigkeit bei der Ermittlung der Belastungen auf den Turm zu erhöhen. 8. The method according to any one of claims 1 to 7, wherein in determining the loads on the tower on the basis of the calculation model, a Kalman filter is used to increase the accuracy in determining the loads on the tower.
9 Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 8, wobei beim Ermitteln von den Belastungen auf den Turm anhand des Berechnungsmodells Windenergie- anlagenparameter, insbesondere Turmdicke und/oder Turmmaterial verwendet werden. 9 Method according to one of claims 1 to 8, wherein wind energy plant parameters, in particular tower thickness and / or tower material, are used in determining the loads on the tower on the basis of the calculation model.
10. Vorrichtung angepasst zur Ermittlung von Belastungen auf einen Turm einer Windenergieanlage, umfassend: zumindest einen Dehnungssensor angeordnet und angepasst zur Messung einer Dehnung mindestens eines Rotorblatts der Windenergieanlage; zumindest eine Positionssensorvorrichtung angeordnet und angepasst zur Positionsbestimmung einer Gondel des Turms der Windenergieanlage; und eine Auswerteeinheit, die mit dem zumindest einen Dehnungssensor zum Empfang eines ersten Signals von dem zumindest einen Dehnungssensor und die mit der zumindest einen Positionssensorvorrichtung zum Empfang eines zweiten Signals von der zumindest einen Positionssensorvorrichtung verbunden ist, wobei die Auswerteeinheit angepasst ist, aus dem ersten Signal Biegemomente in dem mindestens einen Rotorblatt der Windenergieanlage zu bestimmen, um eine erste Größe bereitzustellen, wobei die Auswerteeinheit angepasst ist, aus dem zweiten Signal eine Gondelauslenkung zu bestimmen, um eine zweite Größe bereitzustellen, und wobei die Auswerteeinheit angepasst ist, aus der ersten Größe und der zweiten10. Device adapted for determining loads on a tower of a wind turbine, comprising: at least one strain sensor arranged and adapted for measuring an elongation of at least one rotor blade of the wind turbine; at least one position sensor device arranged and adapted for determining the position of a nacelle of the tower of the wind turbine; and an evaluation unit, which is connected to the at least one strain sensor for receiving a first signal from the at least one strain sensor and which is connected to the at least one position sensor device for receiving a second signal from the at least one position sensor device, wherein the evaluation unit is adapted from the first signal bending moments in the at least one rotor blade of the wind turbine to determine to provide a first size, wherein the evaluation unit is adapted to determine from the second signal a nacelle deflection to provide a second size, and wherein the evaluation unit is adapted from the first size and the second
Größe anhand eines Berechnungsmodells, welches das Turmverhalten abbildet, Belastungen auf den Turm der Windenergieanlage zu ermitteln. Size based on a calculation model, which maps the tower behavior to determine loads on the tower of the wind turbine.
Vorrichtung gemäß Anspruch 10, wobei die Positionssensorvorrichtung dazu angepasst ist um mindestens ein Verfahren ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: einem GPS-Positionsermittlungsverfahren, insbesondere per RTK-GPS (Real Time Kinematic-GPS); einem differentiellen GPS-Positionsermittlungsverfahren; einem kamerabasierten Positionsermittlungs-verfahren; einem radarbasierten Positionsermittlungsverfahren; und einem laserbasierten Positionsermittlungsverfahren, durchzuführen. The apparatus of claim 10, wherein the position sensor device is adapted to at least one method selected from the group consisting of: a GPS position determination method, in particular RTK-GPS (Real Time Kinematic GPS); a differential GPS position determination method; a camera-based position detection method; a radar-based position determination method; and a laser-based position determination method.
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